国家发展改革委与国家能源局携手推出了新能源市场化改革的新举措，这一系列改革措施背后的动因、核心亮点及其潜在影响，成为各界关注的焦点。专家对此进行了深入解读。
据统计，至2024年底，我国新能源发电装机容量已达到约14.1亿千瓦，占全国电力总装机容量的比例超过40%，成功超越了煤电装机规模。新能源的迅猛发展，使得原有的上网电价机制亟待调整。
中国宏观经济研究院市场与价格研究所的研究员杨娟指出，随着新能源规模的持续扩大，固定的电价机制已难以准确反映电力市场的供求关系，也不利于构建能够体现各类资源调节价值及成本分担的公平价格体系。同时，新能源建设成本的下降以及电力市场建设的推进，为新能源参与市场竞争创造了有利条件。
此次改革的核心内容涵盖三大方面：推动新能源上网电价全面市场化、建立新能源可持续发展的价格结算机制、以及区分存量与增量项目分类施策，旨在促进新能源行业的健康持续发展。
针对新能源发电的随机性、波动性和间歇性特点，改革方案特别提出建立新能源可持续发展价格结算机制。该机制在新能源发电参与市场交易时，若市场交易价格低于机制电价，将给予差价补偿；若高于机制电价，则扣除差价。通过这种“多退少补”的方式，确保新能源企业获得合理稳定的收益预期。
华能集团能源研究院副院长陈大宇认为，此次改革为新能源电价市场化配置了场外保障机制，相当于为新能源企业参与市场竞争提供了“保险”，消除了其后顾之忧。
改革方案还明确了电价结算的过渡措施，即按照“老项目老办法、新项目新办法”执行。2025年6月1日以前投产的项目为存量项目，其机制电价与现行政策妥善衔接；而2025年6月1日及以后投产的项目为增量项目，其机制电价通过市场化竞价方式确定。
杨娟研究员进一步解释，这种“老项目老办法、新项目新办法”的措施，既有利于与现行的新能源保障性政策平稳衔接，又通过引入竞争机制，为新项目确定纳入范围和价格，从而更好地发挥市场在资源配置中的作用。
此次改革对居民和农业用户电价水平无影响，这些用户仍执行现行目录销售电价政策。对于工商业用户，初步估算显示，改革实施首年全国工商业用户平均电价与上年基本持平，部分地区可能略有下降，后续电价将随电力供需和新能源发展情况波动。
专家指出，此次改革有助于形成真实的市场价格，促进电力资源的高效配置，各类电源在电力系统中的价值将得到更充分的体现，从而更好地引导新能源与调节电源、电网的协调发展。随着新能源和煤电等机组全面参与电力市场，市场交易范围将进一步扩大，有利于推动全国统一电力市场的加快建设。
